КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА «ХОЛМОГОРЫ-КЛИН» ПУТЁМ ЗАМЕНЫ ЗАДВИЖКИ DN 1200 НА 1198 КМ УЧАСТКА «ПЛАТИНА – ПЕРМЬ

ОСНОВНЫЕ СОКРАШЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ 5
ВВЕДЕНИЕ 7
1 ХАРАКТЕРИСТИКА РЕМОНТИРУЕМОГО УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА 9
1.1 Общие сведения о линейной части магистрального нефтепровода ЛПДС «Платина» 9
1.2 Работы, проводимые по техническому обслуживанию и ремонту линейной части магистральных нефтепроводов. 9
1.3 Климатические условия 12
2. ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ 14
2.1 Требования к запорной арматуре 14
2.2 Расположение запорной арматуры 15
2.3 Классификация запорной арматуры 16
2.4 Конструкция шиберной задвижки DN 1000 PN80 25
2.5 Характеристика электропривода ЭПЦ-15000 27
3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БЕЗОГНЕВОЙ РЕЗКИ ТРУБ. 34
4.МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ, ОСНОВНЫХ И ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫХ РАБОТ. 41
4.1 Общие требования безопасности 41
4.2 Передвижение техники в охранной зоне нефтепровода. 43
4.3 Разработка и обустройство ремонтных котлованов. 44
4.4 Работы по снятию изоляции 50
4.5 Врезка вантуза в нефтепровод 50
4.6 Сборка линии по освобождению от нефти участка трубопровода 52
4.7 Откачка нефти из отсеченного участка нефтепровода в параллельный нефтепровод 57
4.8 Сверление технологических отверстий. 59
4.9 Вырезка задвижки с использованием отрезных машинок 60
4.10 Демонтаж задвижки с применением грузоподъемных механизмов. 62
4.11 Герметизация полости трубопровода 1 Этап. 63
4.12 Монтаж фундамента. 65
4.13 Сварочно - монтажные работы 65
4.14 Изоляционные работы 74
4.15 Обратная засыпка котлована 75
5. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 77
5.1 Механический расчет трубопровода 77
5.2 Расчёт толщины стенки трубопровода. 78
5.3 Проверка прочности и деформации трубопровода 82
5.4 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении 84
5.5 Поверочный гидравлический расчёт 89
5.6 Моделирование шиберной задвижки 94
5.7 Расчёт НДС шиберной задвижки 97
5.8 Изменение диаметра штока, толщины шибера и корпуса шиберной задвижки 100
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 103

Весь текст будет доступен после покупки

Нефть - один из самых значимых и необходимых природных ресурсов современного мира. Добыча, экспорт, а также использование нефти на внутреннем рынке является одной из важных составляющих российской экономики. Из-за удаленности мест добычи решающее значение приобретает выбор способа транспортировки, на что влияет ряд факторов, обуславливающих его эффективность и возможность применения в данном конкретном случае. В настоящее время наиболее дешевым и высоконадежным из всех возможных видов транспорта углеводородов является трубопроводная система перекачки нефти.
Транспортировка крупных объёмов энергоносителей по магистральным трубопроводам при высоких давлениях сопряжена с повышенной опасностью. В современных условиях работа трубопроводного транспорта осложняется тремя ключевыми факторами: естественным износом нефтепроводов, ужесточением экологических норм и потребность в постоянном поддержании линейной инфраструктуры в исправном состоянии для обеспечения непрерывных услуг нефтяным компаниям.
Компания Транснефть крупнейшая в мире нефтепроводная организация, транспортирует 83 % добываемой в России нефти и 30 % произведённых в стране нефтепродуктов. Протяженность трубопроводов 68000 км (из них 50800 км нефтепроводы, 16400 км нефтепродуктопроводов). Более 500 нефтеперекачивающих станций, располагающиеся с интервалом 70-150 км в зависимости от рельефа трассы. Эксплуатирует более 24 млн м^3 резервуарных ёмкостей.
С учётом данных факторов техническая политика ПАО «Транснефть» фокусируется на двух стратегических задачах: снижение аварийности и повышение безопасности эксплуатации магистральных нефтепроводов.
Оптимальным способом решения проблемы является реализация комплекса профилактических мер, включающих оперативную диагностику дефектов труб и запорной арматуры, направленных на приоритетное устранение критически опасных дефектов и повреждений, развитие которых создаёт риск развития аварийных ситуаций.
В данной выпускной квалификационной работе исследуется вопрос по замене задвижки на 1198 км магистрального нефтепровода «Холмогоры – Клин» участок Платина – Пермь, эксплуатируемого с 1984 года. Приведённый пример отражает выполнение программы, согласно которой решение о ремонте принято на основании диагностического обследования [1].
Задачи работы:
1) Выполнить анализ ремонтируемого участка магистрального нефтепровода;
2) Провести информационный обзор существующей запорной арматуры;
3) Рассмотреть конструкцию машин для безогневой резки труб;
4) Разработка технологии ремонта участка магистрального нефтепровода;
5) Выполнить расчёт.

Весь текст будет доступен после покупки

ХАРАКТЕРИСТИКА РЕМОНТИРУЕМОГО УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

1.1 Общие сведения о линейной части магистрального нефтепровода ЛПДС «Платина»

ЛПДС «Платина» - самая территориально отдаленная станция Пермского районного нефтепроводного управления АО «Транснефть-Прикамье», она расположена в Свердловской области. Введена в эксплуатацию в 1979 году и обеспечивает бесперебойную и безаварийную транспортировку нефти по двум магистральным нефтепроводам: Сургут-Полоцк и Холмогоры-Клин. В составе ЛПДС «Платина» две нефтеносные станции и резервуарный парк общим номинальным объёмом около 250 тыс. куб. м.
Протяжённость МН Холмогоры-Клин составляет 2456 км. Трубопровод был введён в эксплуатацию в 1984 году и в настоящее время находится в эксплуатации.

1.2 Работы, проводимые по техническому обслуживанию и ремонту линейной части магистральных нефтепроводов.

В соответствии с положением о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистрального нефтепровода (РД 39-30-499-8) вводятся следующие мероприятия:
1) Для трубопровода:
- проверка трубопровода на отсутствие утечек в сварных стыках и фланцевых узлах;
- мониторинг давления в нефтепроводе на основании данных о контрольно-измерительных приборах;
- отслеживание показателей давления в камерах пуска и приёма скребковых устройств;
- диагностика противокоррозионной защиты трубопровода посредством электрометрических замеров потенциала «труба-земля»;
- покрасочные работы на узловых элементах трубопровода: в камерах пуска, пропуска и приёма скребка, а также на надземных переходах через реки, ручьи и овраги;
- освобождение внутренней полости нефтепровода от парафиновых и грязевых накоплений;
- монтаж вантузов, дренажных устройств, отводов и перемычек на трубопровод.
2) для запорной арматуры:
- проведение визуального контроля для выявления: утечек нефтепродукта, следов масла на редукторе, сохранности кабеля электродвигателя, наличия смазочного материала в редукторе;
- проведение регламентных работ по обслуживанию электродвигателя.
3) Колодцы линейные, фундаменты и ограждения под запорную арматуру:
- осмотр и оценка состояния строительных конструкций – стен, перекрытий, запорных устройств, а также площадок. Лестниц и фундаментов, на которых установлена задвижка;
- оценка технического состояния ограждения – контроль исправности столбов, целостности сетчатого полотна, функционирования запорных устройств, состояния площадок обслуживания и лестничных элементов;
- очистка внутреннего пространства колодца от загрязнений и мусора, зимой – дополнительно удаление снега с поверхности перекрытия;
- корректировка нумерации колодцев и ограждений, а также обновление предупредительных надписей на них;
- при необходимости вскрытие задвижки для очистки от загрязнений и промывки;

Весь текст будет доступен после покупки

без списка литературы

Весь текст будет доступен после покупки